Geothermisch angetriebene Dampfkraftprozesse. Analyse und Prozessvergleich binärer Kraftwerke

Geothermisch angetriebene Dampfkraftprozesse Analyse und Prozessvergleich binärer Kraftwerke vorgelegt von Diplom-Ingenieurin Silke Köhler Von der Fakultät III - Prozesswissenschaften der Technischen Universität Berlin zur Erlangung des akademischen Grades Doktorin der Ingenieurwissenschaften - Dr.-Ing.- genehmigte Dissertation Promotionsauschuss: Vorsitzender: Berichter: Berichter: Prof. Dr.-Ing. G. Tsatsaronis Prof. Dr.-Ing. F. Ziegler Prof. Dr.-Ing. P. Valdimarsson Tag der wissenschaftlichen Aussprache: 23.08.2005 Berlin 2005 D 83

Der Urquell aller technischen Errungenschaften ist die göttliche Neugier und der Spieltrieb des bastelnden und grübelnden Forschers und nicht minder die konstruktive Phantasie des technischen Erfinders. Albert Einstein, Rede an die 'Verehrten An- und Abwesenden!' anlässlich der Eröffnung der 7. Große Deutsche Funkausstellung und Phonoschau, Berlin, 22. August 1930.

Kurzfassung Die tiefe Geothermie in Deutschland erschließt Reservoirs in 3 bis 5 km Tiefe mit Temperaturen von 100 C bis 200 C. Für die Wandlung dieser Niedertemperaturwärme in elektrische Energie kommen voraussichtlich nur Kraftwerke mit Sekundärkreislauf in Frage. Die zwei zur Zeit verfügbaren Systeme, der Organic Rankine Cycle (ORC) und der Kalina- Prozess werden analysiert und bewertet. Die aus den Wasserdampfprozessen bekannten Methoden zur Verbesserung des Wirkungsgrades werden hinsichtlich ihrer Übertragbarkeit geprüft, alternative Möglichkeiten der Verbesserung untersucht und daraus praktikable Vorgehensweisen beim Entwurf der Prozesse entwickelt. Im Vergleich der beiden Prozesse für Thermalwassertemperaturen von 100 C bis 200 C bei Berücksichtigung von Luftkühlung und Frischwasserkühlung zeigen sich die Kalina- Anlagen im unteren Temperaturbereich, und zwar insbesondere bei Luftkühlung überlegen, während die ORC-Anlagen im oberen Temperaturbereich höhere Netzanschlussleistungen erzielen. Die Kalina-Anlagen entziehen dem Thermalwasser weniger Wärme als die ORC- Anlagen, wandeln diese Wärme aber mit einem höheren thermischen Wirkungsgrad in elektrische Energie. Im Gegensatz zu den ORC-Anlagen verschiebt sich bei den Kalina- Anlagen der Punkt der maximalen Leistung mit zunehmender Temperatur der Wärmequelle hin zu höheren Rücklauftemperaturen des Thermalwassers. Der Auskühlungswirkungsgrad der Kalina-Anlagen liegt daher ab Thermalwassertemperaturen von 150 C deutlich unter dem Auskühlungswirkungsgrad der ORC-Anlagen. Abhilfe könnte durch eine Modifikation der Prozessführung geschaffen werden. Andererseits ermöglich aber gerade diese geringe Auskühlung eine weitere Nutzung des Thermalwassers zum Beispiel zur kombinierten Bereitstellung von elektrischer Energie und Wärme. Die ORC-Anlagen dagegen leiden unter dem niedrigeren thermischen Wirkungsgrad, der ihnen insbesondere bei Luftkühlung hohen Eigenbedarf einbringt. Die wirtschaftlichen Betrachtungen geben Hinweise zu den zu erwartenden Investitionskosten sowie zu den aus wirtschaftlicher Sicht erforderliche Mindesttemperaturen und Mindestförderraten des Thermalwassers. Die spezifischen Investitionskosten für ein geothermisches Kraftwerk werden stärker von der Thermalwassertemperatur und der Art der Kühlung als von der Wahl des Systems (ORC- oder Kalina-Anlage) beeinflusst. In den Kalina-Anlagen wird zwar aufgrund des höheren thermischen Wirkungsgrades weniger Wärmeleistung umgesetzt, durch die kleineren Temperaturdifferenzen und die geringeren Wärmedurchgangskoeffizienten bei Desorption und Absorption kann aber die dafür benötigte Wärmeübertragerfläche größer werden als bei den ORC-Anlagen. Letztendlich scheint es möglich, beide Systeme so zu dimensionieren, dass bei gegebener Eintrittstemperatur des Thermalwassers und gegebener Art der Kühlung identische spezifische Investitionskosten erreicht werden können. In dem Fall muss dann aber unterschiedliche Generatorleistung bei gleicher Thermalwasserschüttung bzw. unterschiedliche Thermalwasserschüttung bei gleicher Generatorleistung - in Kauf genommen werden.

Vorwort Die vorliegende Arbeit entstand im Rahmen der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BMWi geförderten Projekte Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen geothermischen Energiebereitstellung (BEO 0327063 ), Erschließung klüftig-poröser Speicher im Norddeutschen Becken - Experimente zur Stimulation von Sandstein in der Geothermiebohrung Groß Schönebeck (ZIP 0327063C ), sowie der vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMU geförderten Projekte Erschließung potenzieller geothermischer Speicher im Norddeutschen Becken - wissenschaftliche Grundlagen und Experimente zur Stimulation von Vulkaniten in der Geothermiebohrung Groß Schönebeck (BMU ZIP 0327508 ) und Technologieentwicklung zur Bereitstellung von Grundlaststrom aus Erdwärme (BMU 0329951B ). Im Rahmen der am GFZ angesiedelten Verbundprojekte entstanden neben der vorliegenden Arbeit drei weitere Dissertationen, in denen die Erschließung und Stimulation der Speichergesteine (Legarth, 2003), die petrophysikalischen Eigenschaften der Speichergesteine mit besonderer Berücksichtigung der Porenraumstruktur (Trautwein, 2005) sowie die ökonomische und ökologische Einordnung der Geothermie, auch im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien, verbunden mit einer Potenzialanalyse (Rogge, 2003), betrachtet werden. Die vorliegende Arbeit beleuchtet die Frage, wie die zur Verfügung stehende Wärme am günstigsten in elektrische Energie gewandelt wird. Eine ausführliche Dokumentation des Verbundprojektes mit allen Teilprojekten ist unter http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/welcome.html zu finden. I

Danksagung Bei der Anfertigung der Arbeit unterstützen mich eine Reihe von Menschen, denen ich an dieser Stelle danken möchte. Professor Felix Ziegler danke ich für die Bereitschaft, die Betreuung der Arbeit zu übernehmen. Seine kritische Durchsicht des Entwurfs und die fachlichen Diskussionen mit ihm trugen fühlbar zur inhaltlichen Ausgestaltung der Arbeit bei. Professor Pall Valdimarsson danke ich für seine lebendigen Beispiele und die Gastfreundschaft in Island. Die Sektion Geothermie am GeoForschungsZentrum Potsdam gab mir in den letzten Jahren fachliche Heimat und hervorragende organisatorische Rahmenbedingungen. Namentlich möchte ich Ali Saadat, Suzanne Hurter, Heinz-Gerd Holl und Ute Trautwein erwähnen, dank derer menschlicher Unterstützung und sachlicher Beratung ich auch in den aussichtslosen Momenten nicht aufgegeben habe. Ernst Huenges schuf als Leiter der Arbeitsgruppe eine thematisch erfolgreiche und gleichermaßen angenehme Arbeitsatmosphäre. Ein besonderer Dank gebührt Michael Mack. Meine Lehrjahre in seiner Arbeitsgruppe am ISFH trugen sowohl in redaktioneller als auch in struktureller Hinsicht erheblich zur Lesbarkeit dieser Arbeit bei. Meinen Eltern Elfriede und Hartmut Köhler danke ich für die Unterstützung, die ich in den vergangenen Jahrzehnten in allen Belangen von ihnen erfuhr. Ihr Interesse an meiner Arbeit zeigte sich nicht zuletzt in ihrer Bereitschaft, diese Arbeit gegenzulesen. Ulli Hartmann-Köhler zeigte Geduld und Unterstützung in allen Phasen unseres Zusammenlebens. Ich danke ihm dafür, dass er seine Zeit mit mir teilt. II

Inhalt Inhaltsangabe I Einleitung und Aufgabenstellung... 1 II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung... 5 II.1 Temperatur-Tiefenverteilung... 6 II.2 Speichergesteine in Deutschland... 7 II.3 Permeabilität, Massenstrom und Produktivitätsindex... 10 II.4 Stimulation und Aufschlussverfahren... 11 II.4.1 Hydrothermale Geothermie... 11 II.4.2 Hot-Dry-Rock (HDR) Verfahren... 12 II.4.3 Enhanced Geothermal Systems... 12 II.5 Chemische Zusammensetzung des Thermalwassers... 13 II.5.1 Hochmineralisierte Wässer des Norddeutschen Beckens... 13 II.5.2 Bayrisches Molassebecken... 15 II.6 Stand der Umsetzung... 15 II.6.1 Installierte Leistung geothermischer Kraftwerke weltweit... 15 II.6.2 Geothermische Heizwerke und Kraftwerke in Deutschland... 17 III Stand der Technik und Qualitätskriterien geothermischer (Heiz)Kraftwerke... 19 III.1 Kurzübersicht der Kraftwerkstypen mit Einsatzbereichen... 19 III.1.1 Geothermische Kraftwerke mit direkter Nutzung des Thermalfluides... 20 III.1.2 Geothermische Kraftwerke mit Sekundärkreislauf... 20 III.2 Kombinierte Bereitstellung von elektrischer Energie und Wärme... 22 III.2.1 Reihenschaltung von Kraftwerk und Heizwerk... 24 III.2.2 Parallelschaltung von Kraftwerk und Heizwerk... 25 III.2.3 Einordnung der in Neustadt-Glewe realisierten Verschaltung... 26 III.3 Systemwirkungsgrad geothermischer Kraftwerke mit Sekundärkreislauf... 28 III.3.1 Mit dem Thermalwasser angebotene Wärmeleistung... 29 III.3.2 Auskühlungswirkungsgrad... 29 III.3.3 Thermischer Wirkungsgrad... 30 III.3.3.1 Thermischer Wirkungsgrad bei reversiblen Prozessen... 30 III.3.3.2 Verfahren zur Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades realer Prozesse... 34 III.3.4 Isentroper & mechanischer Wirkungsgrad der Turbine, Generatorwirkungsgrad... 38 III.3.5 Eigenbedarfswirkungsgrad... 38 III

Inhalt III.3.6 Systemwirkungsgrad... 39 III.4 Weitere Qualitätskriterien... 41 IV Systemanalyse... 43 IV.1 Rankine-Prozess mit organischem Arbeitsmittel Organic-Rankine-Cycle... 43 IV.1.1 Funktionsprinzip... 43 IV.1.2 Stand der Umsetzung... 44 IV.1.3 Verfahren zur Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades der ORC-Prozesse... 45 IV.1.3.1 Anheben des oberen Prozessdrucks, Absenken des unteren Prozessdrucks... 45 IV.1.3.2 Überhitzung des Frischdampfes... 50 IV.1.3.3 Regenerative Speisewasservorwärmung - Rekuperation... 51 IV.1.3.4 Arbeitsmittel in ORC-Prozessen... 53 IV.1.4 Entwurf der ORC-Prozesse... 57 IV.1.4.1 Massenstrom des Arbeitsmittels - Verdampfungstemperatur... 59 IV.1.4.2 Auslegung der Wärmeübertrager Minimale Temperaturdifferenzen bei Wärmezufuhr und Wärmeabfuhr... 62 IV.1.4.3 Wahl des Arbeitsmittels... 65 IV.1.4.4 Empfehlungen für den Systementwurf... 70 IV.2 Kalina-Kreislauf... 71 IV.2.1 Funktionsprinzip... 71 IV.2.2 Stand der Umsetzung... 74 IV.2.3 Verfahren zur Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades der Kalina-Prozesse... 75 IV.2.3.1 Anheben des Frischdampfdruckes... 76 IV.2.3.2 Absenken des Absorberdruckes... 77 IV.2.3.3 Überhitzung des Frischdampfes... 77 IV.2.3.4 Regenerative Speisewasservorwärmung Rekuperation... 79 IV.2.3.5 Arbeitsmittel in Kalina-Prozessen... 80 IV.2.4 Entwurf der Kalina-Prozesse... 82 IV.2.4.1 Massenstrom des Arbeitsmittels (Grundlösung) Obere Prozesstemperatur... 85 IV.2.4.2 Frischdampfdruck (Desorptionsdruck)... 90 IV.2.4.3 Abdampfdruck (Absorptionsdruck)... 92 IV.2.4.4 Temperaturdifferenz zwischen Thermalwasser und Arbeitsmittel am Übergang vom Vorwärmer zum Desorber... 93 IV.2.4.5 Auslegung der internen Wärmeübertrager... 94 IV.2.4.6 Wahl des Arbeitsmittels Ammoniakkonzentration der Grundlösung... 99 IV.2.4.7 Empfehlungen für den Systementwurf... 102 V Vergleich der betrachteten Systeme...104 V.1 Energetische Betrachtungen... 104 V.1.1 Frischdampfdruck, Rücklauftemperatur des Thermalwassers, Auskühlungswirkungsgrad... 106 V.1.2 Thermischer Wirkungsgrad... 109 IV

Inhalt V.1.3 Generatorleistung und Eigenbedarf... 110 V.1.4 Systemwirkungsgrad... 115 V.2 Wirtschaftliche Betrachtungen... 118 V.2.1 Verfügbare Kostendaten... 118 V.2.2 Kostengrenzen... 119 V.2.3 Komponentenkosten... 120 V.2.4 Sonstige direkte Kosten und indirekte Kosten... 121 V.2.5 Vergleich der berechneten Kosten mit publizierten Kosten... 122 V.2.6 Investitionskosten binärer geothermischer Kraftwerke in Abhängigkeit von Förderrate und Thermalwassertemperatur... 122 VI Zusammenfassung und Ausblick...125 VI.1 Zusammenfassung... 125 VI.2 Ausblick... 128 A Formelzeichen, Indizes und Abkürzungen...129 B Quellenverzeichnis...133 C D E F Abbildungsverzeichnis...140 Tabellenverzeichnis...149 Lebenslauf...150 Anlagen zu Kapitel III...151 F.1 Typische Thermalwässer in Deutschland und Österreich... 151 F.2 Ableitung der Gleichung (V-11) aus Gleichung (V-10)... 152 F.3 Vorgehensweise bei der Modellierung Annahmen und Eckwerte... 154 G Zahlenwerte der Rechnungen...166 V

I Einleitung und Aufgabenstellung I Einleitung und Aufgabenstellung Unser gegenwärtiges Energiesystem mit seiner starken Abhängigkeit von erschöpflichen Energieträgern ist nicht nachhaltig. Von dieser Erkenntnis geleitet wurde das politische Ziel formuliert, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion Deutschlands bis zum Jahr 2010 auf 12,5 % zu erhöhen (Paschen et al., 2003). Im Jahr 2050 sollen 50 % des Primärenergiebedarfs in Deutschland durch erneuerbare Energien gedeckt werden. Zudem werden in Deutschland in Folge des Gesetzes zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität, das am 24.04.2002 in Kraft getreten ist, bis zum Jahr 2025 Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung von etwa 22 GW el stillgelegt. Zusätzlich sind altersbedingte Stilllegungen von Kraftwerken zu erwarten, die überwiegend mit den fossilen Energieträgern Kohle, Erdgas und Öl befeuert werden. Um den Energiebedarf in Zukunft sicher und nachhaltig zu decken, muss die Energiepolitik der Bundesrepublik Deutschland auf drei Säulen bauen: Erneuerbare Energie, Effizienz, Einsparung (Trittin, 2003). Unter den erneuerbaren Energien kommt der geothermischen Stromerzeugung eine besondere Bedeutung zu. Diese heimische Energiequelle ist unabhängig von Sonne und Wind und damit in der Lage, jederzeit regelbare Leistung bereitzustellen. Zudem existieren beträchtliche technische Potenziale, die die Stromerzeugung in energiewirtschaftlich relevanter Größenordnung zukünftig möglich erscheinen lassen. Paschen et al. (2003) schätzen das in Deutschland vorhandene Potenzial der geothermischen Stromerzeugung auf 290 TWh el /a. Dies entspricht bei 8000 Betriebsstunden jährlich einer Durchschnittsleistung von über 36 GW el. (Zum Vergleich: 2001 waren in Deutschland ca. 120 GW el Kraftwerksleistung installiert, VDEW, 2005). Damit könnte die geothermische Stromerzeugung einen wesentlichen Baustein der zukünftigen Energieversorgung bilden. Die Umweltauswirkungen der geothermischen Stromerzeugung sind aus gegenwärtiger Sicht bei der Errichtung der Anlage, im Normalbetrieb, bei möglichen Störfällen sowie bei der Nachsorge gering. Bei allen quantitativ untersuchten Umwelteffekten Treibhauseffekt, 1

I Einleitung und Aufgabenstellung Versauerungspotenzial, Primärenergieverbrauch liegt die Geothermie ähnlich günstig wie andere regenerative Optionen zur Stromerzeugung. Besonders bei den CO 2 -Emissionen schneidet sie wesentlich besser ab als die Stromerzeugung aus Erdgas (Faktor 5) oder Steinkohle (Faktor 10). Geothermische Stromerzeugung könnte daher auch einen substanziellen Beitrag zum Klimaschutz leisten (Paschen et al., 2003). Geothermie bezeichnet generell die in der Erde enthaltene Wärme. Sie wird nach der Art der Nutzung in oberflächennahe Geothermie und tiefe Geothermie unterteilt. Als oberflächennahe Geothermie wird die Nutzung der Erdwärme bis in ca. 400 m Tiefe bezeichnet. Diese Abgrenzung geht ursprünglich auf eine administrative Festlegung in der Schweiz zurück, nach der Anlagen zur Nutzung der tiefen (in dem Fall tiefer als 400 m) Geothermie durch Übernahme des Bohrrisikos staatlich unterstützt wurden (Sanner und Kaltschmitt, 1999). Der Wert wurde als Untergrenze der oberflächennahen Geothermie in verschiedene Richtlinien übernommen (z.b. VDI, 1998). Die Angabe einer exakten Grenze zur Unterscheidung von tiefer und oberflächennaher Geothermie bleibt problematisch, da die Systeme, die zur Zeit zur Nutzung der oberflächennahen Geothermie zur Verfügung stehen (z.b. geschlossene Erdwärmesonden), weiterentwickelt und in immer größeren Tiefen eingesetzt werden. Der Übergang von oberflächennaher zu tiefer Geothermie wird damit fließend. Die Temperatur bis in ca. 400 m Tiefe reicht im Normalfall für die direkte Einbindung in ein Heizwerk nicht aus, vielmehr dient die Erde als Wärmequelle für eine Wärmepumpe. Systeme zur Nutzung der oberflächennahen Geothermie bestehen damit immer aus zwei Hauptkomponenten: einer Kollektoranlage, welche die Auskühlung des Erdreichs ermöglicht (z.b. horizontale oder vertikale Erdreichwärmeübertrager, Grundwasserbrunnen) und einer Wärmepumpe, welche die Wärme auf ein nutzbares Temperaturniveau transformiert. Aufgrund der geringen Temperatur kommt in Deutschland die Nutzung der oberflächennahen Geothermie in Kraftwerken zur Zeit nicht in Frage. Die oberflächennahe Geothermie wird daher in der vorliegenden Arbeit nicht weitergehend betrachtet. Eine ausführliche Darstellung gaben z.b. Sanner und Kaltschmitt (1999). Systeme zur Nutzung der tiefen Geothermie bestehen aus drei Hauptkomponenten: Reservoir, Thermalwasserkreis und Anlagen zur Nutzung der Wärme. Als Reservoir dienen geeignete Gesteinsformationen im Untergrund. Die Systeme sind im Untergrund offen. Als Wärmeträger wird Wasser genutzt, das sich entweder bereits in der Formation befindet (hydrothermale Systeme) oder von übertage zugeführt wird (Hot Dry Rock Systeme). Die Wärmequelle wird im Wesentlichen durch Temperatur, Massenstrom und chemische Zusammensetzung des Thermalwassers charakterisiert. Im Thermalwasserkreis bringt die Tiefpumpe das Thermalwasser aus der Produktionsbohrung an die Oberfläche. Übertage wird es in Wärmeübertragern abgekühlt und anschließend in der Injektionsbohrung wieder in den Untergrund geleitet. Das Paar Produktionsbohrung / Injektionsbohrung wird kurz als Dublette bezeichnet. Typische Bohrlochabstände im Förderhorizont liegen bei 1 bis 2 km. In Deutschland beträgt die Tiefe der Bohrungen voraussichtlich zwischen 3 bis 5 km (s. auch 2

I Einleitung und Aufgabenstellung Kapitel II). Je nach der angetroffenen Temperatur kann die Wärme übertage in Heizwerken genutzt oder in Kraftwerken in elektrische Energie gewandelt werden. Die kombinierte Bereitstellung von Strom und Wärme (s. Abschnitt 3.3) ist ebenfalls möglich. Abbildung I-1 zeigt schematisch den Aufbau eines geothermisch angetriebenen Kraftwerkes zur Nutzung der tiefen Geothermie. Kühlwasserpumpe Thermalwasserkreis Verdampfer Kraftwerk Turbine Generator G Vorwärmer Kondensator Speisepumpe Wärmesenke Steigleitung Tiefpumpe Produktionsbohrung Injektionsbohrung Wärmequelle Abbildung I-1: Nutzung der tiefen Geothermie zur Stromerzeugung Die vorliegende Arbeit gliedert sich in drei Hauptabschnitte. Zunächst erhält der Leser einen Einblick in die Natur der Wärmequelle, gefolgt von einer Zusammenfassung des Standes der Technik. Fragen zur Geologie und zur Verfahrenstechnik im Thermalwasserkreis werden kurz diskutiert, soweit sie zum Verständnis des geothermischen Kraftwerkes erforderlich sind. Die Analyse der beiden zur Zeit verfügbaren Kraftwerkssysteme, die Möglichkeiten zur Verbesserung des Wirkungsgrades und der Entwurf der Systeme bilden den Hauptteil der Arbeit. Die Anwendung der Entwurfsregeln und ein Vergleich der Systeme für die in Deutschland zur erwartenden Thermalwassertemperaturen zeigen im dritten Abschnitt, welches der Systeme voraussichtlich besser geeignet ist. Eine Abschätzung der Kosten mit Hilfe eines Kostenmodells rundet die Arbeit ab. Das GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) arbeitet mit der Forschungsbohrung Groß Schönebeck GrSK 03/90, im Norddeutschen Becken, ca. 50 km nördlich von Berlin. Diese 3

I Einleitung und Aufgabenstellung Bohrung wird als typisch für das Norddeutsche Becken angesehen und dient im Folgenden wiederholt als Anschauungsbeispiel. Die bisherigen Forschungsergebnisse einschließlich der detaillierten Beschreibung der Lokation und aller bisher durchgeführten Experimente sind in einer Reihe von Scientific Technical Reports dokumentiert (Huenges et al., 2000, Huenges und Hurter, 2002, Huenges und Wolfgramm, 2004). 4

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Die Temperatur im Untergrund nimmt im Normalfall gleichförmig mit der Tiefe zu. Eine für die Stromerzeugung ausreichende Temperatur (ab 100 C) kann also im Rahmen des technisch Machbaren an fast jedem Ort mit entsprechend tiefen Bohrungen erreicht werden. Abschnitt II.1 gibt einen Überblick über die Temperaturzunahme mit der Tiefe und die daraus resultierenden Bohrtiefen. Um die Wärme aus der Tiefe zu nutzen, ist neben einer ausreichenden Temperatur ein Wärmeträgermedium erforderlich, mit dem die Wärme aus dem Untergrund an die Oberfläche transportiert wird. In Deutschland beherbergen die meisten Speichergesteine eine ausreichende Menge an Tiefenwasser, das als Wärmeträgermedium zur Verfügung steht. Die Speichergesteine sollen aber nicht nur das in ihnen gespeicherte Wasser zur Verfügung stellen, sondern gleichzeitig das Nachfließen des Tiefenwassers aus weiter entfernten Gesteinsschichten ermöglichen. In Abschnitt II.2 werden die in den Tiefen vorliegenden Speichergesteine und die Anforderungen, die an diese Gesteine gestellt werden, dargestellt. Für den langfristigen Betrieb einer Anlage zur Nutzung der tiefen Geothermie ist ein Speicher mit hinreichender Durchlässigkeit (Permeabilität) sowie genügender vertikaler und lateraler Verbreitung erforderlich. Der Zusammenhang zwischen Durchlässigkeit, Förderrate und Produktivitätsindex wird in Abschnitt II.3 erläutert. Abschnitt II.4 gibt einen Überblick der für die verschiedenen Speichertypen verfügbaren Aufschlussverfahren. Um einen dauerhaften Betrieb zu gewährleisten, muss das Tiefenwasser grundsätzlich für den technologischen Prozess der Wärmegewinnung geeignet sein (Material- und Systemverträglichkeit im Thermalwasserkreislauf). Abschnitt II.5 enthält eine Übersicht typischer Tiefenwässer und die Folgen für Auslegung und Betrieb des Thermalwasserkreislaufs. Erdwärme wird an vielen Orten bereits zur Stromerzeugung genutzt, in Deutschland finden sich bisher fast ausschließlich geothermische Heizzentralen. Der aktuelle Stand der Umsetzung ist im Abschnitt II.6 zusammengefasst. 5

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung II.1 Temperatur-Tiefenverteilung Unterhalb der vom Jahresgang der Außentemperatur beeinflussten Schichten nimmt im Normalfall die Temperatur im Untergrund mit der Tiefe stetig zu. Kenntnisse der regional stark unterschiedlichen Temperatur-Tiefenverteilung gehen vor allem auf Temperaturmessungen in Erdöl-, Erdgas-, Geothermie- oder anderen Erkundungs- bzw. tieferen Forschungsbohrungen zurück. Ein oft als Durchschnittsgröße für die kontinentale Kruste angegebener geothermischer Gradient von 30 K/km kann als grober Richtwert angesehen werden. Die Temperatur-Tiefenverteilung kann je nach Region und je nach Tiefe aufgrund der jeweiligen geologischen Verhältnisse und den daraus resultierenden Wärmetransportprozessen stark variieren. Wenn an einem Ort die Temperatur mit der Tiefe überdurchschnittlich stark zunimmt, wird dies als geothermische Anomalie bezeichnet. Abbildung II-1 zeigt beispielhaft die Temperaturmessungen in vier Tiefbohrungen an typischen Standorten. Die Kontinentale Tiefbohrung (KTB) des GFZ zeigt einen fast völlig konstanten Temperaturgradienten mit den oben angegebenen durchschnittlich 30 K/km. Die Bohrung Groß Schönebeck befindet sich im Norddeutschen Becken und profitiert von einem leicht erhöhten Temperaturgradienten (durchschnittlich 32 K/km). Die beiden anderen Standorte befinden sich nicht in Deutschland, sondern in der Toskana/Italien (Larderello) und auf der französischen Seite des Oberrheintalgrabens im Elsass (Soultz-sous-Forêt). An beiden Lokationen zeigen sich ausgeprägte geothermische Anomalien. In Soultz heizen aufsteigende Tiefenwässer den Untergrund hoch auf. Bis in ein Kilometer Tiefe ist ein deutlich erhöhter Temperaturgradient zu sehen. Auf den darunter liegenden zwei Kilometern nimmt die Temperatur kaum zu, anschließend zeigt sich wieder ein normaler Temperaturgradient. Die geothermische Anomalie in Larderello wird durch dicht unter der Oberfläche (ca. 4 km Tiefe) liegende junge vulkanische Gesteine (Granite) verursacht, die mit 400 bis 600 C deutlich wärmer als ihre Umgebung sind. Verdampfung von Niederschlagswasser führt zur Abkühlung der Gesteine. Der Dampf steigt durch Klüfte in den darüber liegenden Gesteinen (Metamorphite, Karbonate) nach oben und kondensiert dort teilweise. Auf diese Art findet ähnlich wie in einem Wärmerohr Wärmetransport aus den tiefen Gesteinsschichten in die Nähe der Oberfläche statt. Dichtere Gesteinsschichten schließen das Reservoir nach oben ab, so dass nur an sehr wenigen Stellen direkt Dampf aus der Erde austritt. 6

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung 0 Nutzbar zur Stromerzeugung 2 Tiefe (km) 4 6 Kontinentale Tiefbohrung (Oberpfalz) Soultz-sous-Forêts (Frankreich) Groß Schönebeck (Nordostdeutschland) Larderello (Italien) 8 0 100 200 300 400 Temperatur ( C ) Abbildung II-1 Temperaturmessungen im Norddeutschen Becken, Oberpfalz, Toskana und dem Oberrheintalgraben nach (GeoForschungsZentrum, 2004a). Anhand von Temperaturmessungen in Tiefbohrungen können erste Aussagen zur Eignung eines Standortes für eine geothermische Stromerzeugung erfolgen. In Deutschland befinden sich keine Standorte mit so günstigen Bedingungen wie in der Toskana. In der äußeren Erdkruste resultiert hier die Temperaturzunahme mit der Tiefe je zur Hälfte aus dem Wärmetransport aus dem Inneren durch Wärmeleitung und kleinräumige Konvektionsprozesse sowie dem Zerfall radioaktiver Elemente (Uran, Thorium und Kalium). Für die Nutzung der Erdwärme zur Stromerzeugung sind Temperaturen um 150 C interessant. Hurter und Holl (2002) zeigten durch Auswertung von Temperaturmessungen aus über 500 Bohrungen, dass in Deutschland die 150 C Isotherme in 3 bis 5 km Tiefe liegt. II.2 Speichergesteine in Deutschland Die folgenden Darstellungen orientieren sich an der Einteilung der Gesteine nach Speichereigenschaften, die in den letzten Jahren innerhalb der Forschungsgruppe Geothermie am GFZ entwickelt wurde. Ausführliche Beschreibungen der Kategorien finden sich z.b. bei Hurter und Holl (2002). Speichergesteine enthalten Hohlräume, in denen Tiefenwasser gespeichert und weitergeleitet werden kann. Die Speichergesteine werden nach der Art und Entstehung der Hohlräume in drei Grundtypen unterschieden (Abbildung II-2): Poren-, Kluft- und Karstgrundwasserleiter. In Porenspeichern zirkuliert das Wasser in den Poren zwischen den gesteinsbildenden Körnern. Zu diesem Typ zählen zum Beispiel klastische Sedimente (Sandsteine, Siltsteine). In Kluftwasserleitern bewegt sich das Wasser entlang von Klüften oder Trennflächen. Diese 7

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Fließwege sind typisch für kristalline Gesteine wie Granite, Gneise sowie die meisten Vulkanite, treten jedoch auch in deformierten Sedimenten auf. In Karstwasserleitern entstehen Hohlräume durch Lösungsvorgänge. Diese Lösungsvorgänge treten fast ausschließlich in Karbonaten auf. Während die Poren der klastischen Sedimente (Abbildung II-2 a) Strömungsquerschnitte im Quadratmillimeter- bis Quadratzentimeterbereich aufweisen, können die Strömungsquerschnitte in Kluft- (Abbildung II-2 b) und Karstspeichern (Abbildung II-2 c) Quadratmillimeter bis mehrere Quadratmeter erreichen. a b c Abbildung II-2: Hohlräume im Gestein: (a) Poren, (b) Klüfte und (c) Lösungshohlräume nach Hurter und Holl (2002). In drei bis fünf Kilometer Tiefe enthält der Untergrund eine große Bandbreite an Gesteinsarten. Im folgenden Abschnitt werden in einer vereinfachten Übersicht die Speichergesteine in den verschiedenen geologischen Strukturen, die den Untergrund Deutschlands bilden, beschrieben. Eine detaillierte Übersicht bietet z.b. Walter (1992). Abbildung II-3 zeigt die Verteilung der Speichergesteine in einer vereinfachten Kartenübersicht. Das Norddeutsche Becken erstreckt sich von Südniedersachsen bis unter die Nord- und Ostsee. Es bildet den südlichen Teil eines großen Senkungsraumes, der im Westen in die Nordseesenke übergeht. Im Osten geht es in das Polnische Becken über. Die Beckenfüllung besteht aus einer bis zu 5000 m mächtigen Gesteinabfolge, die über den deformierten Gesteinen des Variszikums liegt. Die Basis wird durch permokarbone Vulkanite gebildet, die lokal Mächtigkeiten bis zu 2000 m erreichen können. Darauf lagerten sich die Sedimente des Rotliegend (Konglomerate, Sandsteine und Siltsteine) ab. Danach folgt eine mächtige Abfolge von Salzablagerungen des Zechsteins (bis zu 2000 m). Darüber liegend befinden sich Sedimente des Mesozoikums, des Tertiärs und Quartärs. Für eine geothermische Stromerzeugung werden im Norddeutschen Becken zur Zeit die tiefen Rotliegendschichten und vereinzelt auch Bereiche im Buntsandstein (Untere Trias) in Betracht gezogen. Diese Bereiche sind in Abbildung II-3 grün dargestellt. Das Rotliegend ist als Porenspeicher einzuordnen, während die darunter liegenden Vulkanite als Kluftspeicher klassifiziert werden können. Die Tiefenwässer in den Poren und Klüften weisen hohe Salinitäten und einen hohen Eisengehalt auf (s. auch Abschnitt II.5). 8

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Poren- und Kluftspeicher (Permokarbon und jünger) Hannover Hamburg Berlin Kluftspeicher (Mesozoikum, Paläozoikum) Poren-, Karst- und Kluftspeicher (Tertiär, Meso-, Paläozoikum) Köln Frankfurt Leipzig Dresden Kluftspeicher (Metasedimente, Metamorphite und Magmatite) München Abbildung II-3: Verteilung der geothermischen Speichergesteine in Deutschland nach Hurter und Holl (2002). Die Süddeutsche Senke zieht sich in West-Ost-Richtung als Band von Karlsruhe über Frankfurt/Main und Leipzig bis Dresden. Die mesozoischen Sedimente der Süddeutschen Senke sind bis zu 1500 m mächtig. Ihre Verbreitung umfasst den gelben Bereich in Abbildung II-3. Darunter erstrecken sich permokarbone Sedimente, sowie die Gesteine des variszischen Sockels. Als Potenzial für geothermische Stromerzeugung finden in der Süddeutschen Senke vor allem die Gesteine des unter den Sedimenten liegenden Grundgebirges Verwendung (in Abbildung II-3 rot dargestellt), die als Kluftspeicher angesehen werden können. Das Molassebecken erstreckt sich vom Genfer See in der Schweiz über das Schweizer, Bayerische und Österreichische Alpenvorland bis zu den Karpaten (blauer Bereich in Abbildung II-3). Die Sedimentfüllung ist im Norden geringer als im Süden und kann maximal 8-10 km erreichen. Die Gesteine bestehen untergeordnet aus mesozoischen Karbonaten im Untergrund des Beckens und werden von einer mächtigen Abfolge tertiärer, klastischer Sedimente überlagert. Die Basis bilden Gneise und Granite, die im Böhmischen Massiv und Schwarzwald an der Oberfläche aufgeschlossen sind. Südlich des Molassebeckens erstrecken sich mächtige mesozoische Karbonatfolgen der Deutschen Alpen. Sie sind deformiert und tiefgründig verkarstet, sodass diese Gesteine als Karst- und Kluftspeicher anzusprechen sind. Der Oberrheingraben ist Teil einer jungen und aktiven Bruchzone, die sich aus dem schweizerischen Jura nach Norden bis zum Südrand des Taunus erstreckt. Das variszische Fundament des Grabens senkte sich im Süden etwa 2 km und im Norden bis 4 km ab. Die Sedimentfüllung dieses Grabens besteht aus Gesteinen des Mesozoikums, des Tertiärs und 9

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Quartärs. Hier sind die notwendigen Temperaturen für eine geothermische Stromerzeugung erst in dem geklüfteten Grundgebirge (Granite) zu finden. Wasserführende Störungszonen spielen für die Wärmeverteilung im Graben eine wichtige Rolle. Zwischen Norddeutschem Becken und Süddeutscher Senke liegen die Mittelgebirge (Rheinisches Schiefergebirge, Harz, Frankenwald und Thüringisches Schiefergebirge), die neben paläozoischen Metasedimenten aus Gneisen und Graniten aufgebaut werden und somit als Kluftspeicher anzusehen sind. Die Süddeutschen Kristallingebiete (Schwarzwald, Odenwald, Spessart, Ruhlaer Kristallin, Oberpfälzer Wald, Bayrischer Wald, Fichtelgebirge und Erzgebirge) werden überwiegend von kristallinen Gesteinen aufgebaut und sind ebenfalls als Kluftspeicher anzusprechen. II.3 Permeabilität, Massenstrom und Produktivitätsindex Bohrungen im Norddeutschen Becken sind im Normalfall nicht artesisch, d.h. der Ruhewasserspiegel liegt unter der Geländeoberkante (GOK). Das Thermalwasser wird mit einer Tiefpumpe aus der Förderbohrung an die Oberfläche gepumpt. Während der Förderung sinkt der Wasserspiegel bis auf den sogenannten dynamischen Wasserspiegel ab. Der dynamische Wasserspiegel hängt im Wesentlichen vom geförderten Thermalwasserstrom und der Durchlässigkeit des Reservoirs sowie einer Reihe von mechanischen Parametern (z.b. Reibungsverluste in der Bohrung) und Stoffparametern (z.b. Dichte und Viskosität des Thermalwassers) ab. Der französische Wasserbauingenieur Henry Darcy (1856) fand den linearen Zusammenhang von Volumenstrom V & und hydraulischem Gradient J im Grundwasserleiter und führte den Durchlässigkeitsbeiwert k f ein. Er formulierte die später nach ihm benannte Darcy- Gleichung (Hölting, 1996): V & = k f A J (II-1) In Gleichung (II-1) symbolisiert A den Strömungsquerschnitt senkrecht zur Strömungsrichtung im Reservoir. Der Durchlässigkeitsbeiwert k f hängt von der Beschaffenheit des Reservoirs und von den Eigenschaften des Fluides (Dichte ρ, dynamische Viskosität η) ab. Die Beurteilung eines geothermischen Reservoirs erfolgt aber zweckmäßig anhand der Permeabilität K, die als gesteinsspezifische Konstante unabhängig von den Eigenschaften des strömenden Fluides die Beschaffenheit des Porensystems beschreibt. Die Umrechnung des Durchlässigkeitsbeiwertes in die Permeabilität erfolgt mit (Kölling, 2005): k f η K = (II-2) ρ g Die Permeabilität hat die Dimension Länge². Sie wird in Darcy (D) Einheiten angegeben (1D = 9,87 x 10-13 m 2 ). Der geförderte Volumenstrom oder die Permeabilität des Reservoirs allein sind kein ausreichender Maßstab für die Ergiebigkeit einer Bohrung. So kann der dynamische Wasserspiegel in einer Bohrung während eines massiven Fördertestes leicht unter 1500 m unter 10

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Geländeoberkante sinken (Huenges und Hurter, 2002). Vielmehr ist eine Kombination aus gefördertem Volumenstrom und Absenkung der entscheidende Maßstab für die Produktivität einer Bohrung. Als Maß für diese Kombination dient der Produktivitätsindex PI. Der Produktivitätsindex ist der auf den durch die Absenkung verursachten Druckverlust (p r p wf ) bezogene Volumenstrom (Dake, 1978) und wird in m³h -1 MPa -1 bzw. in m³s -1 bar -1 angegeben. Für eine pseudostationäre Förderung ist der Produktivitätsindex definiert als V& PI = p r p wf (II-3) Der Produktivitätsindex typischer Geothermiebohrungen beträgt 5 50 m³h -1 MPa -1 (Legarth, 2003). Als untere Grenze für eine wirtschaftliche geothermische Nutzung des Untergrundes gibt Legarth (2003) 30 m³h -1 MPa -1 an. II.4 Stimulation und Aufschlussverfahren Tiefbohrungen bis 5 km sind heute Stand der Technik. Eine zur Stromerzeugung ausreichende Temperatur kann somit an fast allen Orten durch Abteufen einer entsprechend tiefen Bohrung erreicht werden. Die Permeabilität des Gesteins nimmt mit der Tiefe ab, sodass aus tiefer liegenden Reservoirs meist nur geringere Volumenströme gefördert werden können. So erschließen tiefere Bohrungen zwar höhere Temperaturen die mögliche Wärmeleistung einer Bohrung steigt aber gleichzeitig verringert sich die Förderrate des Thermalwassers die aus der Bohrung förderbare Wärmeleistung sinkt. Damit wird ungenügende Permeabilität zum limitierenden Faktor für die Nutzung der tiefen Geothermie. Um diese tiefen Reservoirs nutzbar zu machen, werden sie stimuliert. Stimulation bezeichnet die Erhöhung der Permeabilität durch geeignete mechanische (z.b. hydraulische Stimulation ) oder chemische Maßnahmen (z.b. Säuerung). Bei der hydraulischen Stimulation werden im tiefen Untergrund Klüfte (Fracs) durch das Einpressen großer Fluidmengen unter hohem Druck erzeugt. Art und Durchführung einer solchen Stimulationsmaßnahme hängen von den Eigenschaften des Reservoirgesteins ab. Zur Zeit werden mit der hydrothermalen Geothermie und dem HDR-Verfahren zwei Erschließungsmethoden unterschieden. Sie unterscheiden sich in der Art des Speichers (Porenspeicher bzw. Kluftspeicher) und der daraus folgenden Aufschlussmethode. Eine ausführliche Darstellung der möglichen Stimulationsmaßnahmen findet sich bei Legarth (2003). Im Folgenden soll daher nur ein kurzer Überblick gegeben werden. II.4.1 Hydrothermale Geothermie Die hydrothermale Geothermie nutzt Heißwasseraquifere, d.h. wasserführende Porenspeicher im Untergrund. Die Aquifere weisen eine natürliche Permeabilität auf, die aber insbesondere in größerer Tiefe durch Stimulation verbessert werden muss. Solchen Aquifere finden sich im Norddeutschen Becken (Sandsteine des oberen Rotliegend), im 11

II Charakterisierung der Wärmequelle und Stand der Umsetzung Oberrheingraben (oberer Muschelkalk, Buntsandstein) und im Süddeutschen Molassebecken (Malmkarst). In diesen Regionen liegen auch die meisten Anlagen zur Direktwärmenutzung sowie bedeutende Erdöl- oder Erdgasfelder, so dass Geologie und Untergrundtemperaturen recht gut bekannt sind. Erdöl und Erdgasbohrungen werden ebenfalls zur Erhöhung der Produktivität stimuliert, so dass für diese Speichergesteine eine Palette von Stimulationsmaßnahmen aus der Erdöl-/ Erdgasindustrie zur Verfügung steht. Die Stimulation dient in diesem Fall in erster Linie der Erhöhung der Permeabilität im bohrlochnahen Bereich. Als Fluid zur Erzeugung der Fracs (Fracfluid) werden hochviskose Medien verwendet. Die erzeugten Klüfte werden mit einem Stützmittel gefüllt und so dauerhaft offen gehalten. Experimente in der Bohrung Groß Schönebeck zeigten bereits, dass diese Technologie nicht unverändert von Kohlenwasserstoffreservoirs auf Heißwasseraquifere übertragen werden kann (Legarth, 2003, Huenges und Wolfgramm, 2004). Sichere Erschließungsmethoden und Methoden zur gezielten, dauerhaften Stimulation tiefer Aquifere werden zur Zeit in weitergehenden Forschungsprojekten entwickelt (GeoForschungsZentrum, 2004b). II.4.2 Hot-Dry-Rock (HDR) Verfahren Anders als bei der Nutzung hydrothermaler Lagerstätten ist beim HDR-Verfahren nicht zwingend eine ergiebige wasserführende Gesteinsschicht erforderlich. Als Speicher dienen kristalline Gesteine mit sehr geringer primärer Permeabilität. Solche Gesteine finden sich zum Beispiel im Grundgebirge des Oberrheingrabens (Granite) oder der Süddeutschen Senke. Durch hydraulische Stimulation werden im Gebirge Kluftsysteme erzeugt, die eine Verbindung zwischen Injektionsbohrung und Produktionsbohrung herstellen. Dadurch wird zwischen den Bohrungen ein unterirdischer Wärmeübertrager geschaffen, in dem ein Wärmeträgermedium dem Gebirge Wärme entzieht. Als Wärmeträgermedium dient Wasser, das entweder bereits im Untergrund vorhanden ist und/oder von übertage zugeführt wird. Als Fracfluid wird Wasser verwendet. Die Verpressraten während der Stimulation liegen ca. zehnmal höher als bei der Stimulation eines hydrothermalen Reservoirs. Kristalline Gesteine zeigen den sogenannten self-propping effect. Dabei kommt es nach dem Aufreißen einer Kluft zu geringen Verschiebungen der Kluftoberflächen zueinander. Unebenheiten auf den Oberflächen führen dazu, dass die Kluft auch nach Ende der Stimulationsmaßnahme offen bleibt. Stützmittel sind daher im Normalfall nicht erforderlich. Im Rahmen eines EU Projektes wurde das im Elsass am Rande des Rheingrabens liegende Soultz-sous-Forêt für ein HDR-Projekt ausgewählt. Die Lokation liegt im Zentrum der größten Wärmestromdichte-Anomalie in Mitteleuropa (s. auch Abbildung II-1). II.4.3 Enhanced Geothermal Systems Die Ursprünge des HDR-Verfahrens und der Stimulation tiefer Aquifere liegen in unterschiedlichen Bereichen. Das HDR-Verfahren wurde speziell zur Nutzung der Wärme tiefer Kluftspeicher entwickelt. Die Methoden zur Stimulation tiefer Aquifere wurden 12